Raffinage et commercialisation

Suncor exploite des installations dans le secteur Raffinage et commercialisation en Alberta, en Ontario, au Québec et au Colorado. Les données sur les installations du secteur R et C de Suncor sont regroupées pour les besoins du rapport.

Les données à compter de 2009 regroupent les actifs consolidés du secteur Raffinage et commercialisation de Petro-Canada et de Suncor pour l'année de déclaration 2009. Depuis 2009, les données de l'usine d'éthanol de St. Clair ne sont plus incluses dans le secteur Raffinage et commercialisation, mais plutôt déclarées séparément.

Sont également incluses les données des émissions des terminaux et des pipelines de Suncor, qui représentent un faible pourcentage des totaux du secteur Raffinage et commercialisation, et qui sont considérées comme négligeables.

Tout montrer | Tout masquer

Environnement

Le symbole A () indique les données vérifiées par un tiers. Voir la liste complète des données révisées pour confirmer les indicateurs de rendement qui ont été révisés. Dans la colonne « Note », cliquez sur la flèche vers le bas pour afficher les notes.

télécharger xls

Indicateur Unité Note Indicateur GRI 2009 2010 2011 2012 2013
Production                
Production nette millions de mètres cubes (m3) de production commercialisable/an OG1 25,7 26,3 26,32 27,21 27,09

Note A :
Au niveau du secteur, la production nette est déclarée lorsque les mouvements entre usines ont été identifiés et retirés de la production totale de l'installation. La valeur est calculée en ajoutant les volumes de production du secteur Raffinage et commercialisation (R et C), qui comprennent la production commercialisable, y compris les carburants et coproduits, moins le transfert intra-entreprise entre les installations.

Émissions dans l'atmosphère              

Note B :
Les émissions de gaz à effet de serre sont calculées au moyen d’une méthodologie propre à chaque installation qui utilise diverses méthodologies de référence qui ont été acceptées par les autorités compétentes auprès desquelles chaque installation est tenue de déclarer ses émissions de GES. Dans le cas où une autorité compétente dispose d’une méthodologie donnée, cette méthodologie a été suivie et s’il n’en existe pas, les méthodes les plus appropriées et les plus précises disponibles sont utilisées pour quantifier chaque source d’émission. Les émissions du secteur R et C comprennent les émissions liées au pipeline reliant les Sables pétrolifères à la raffinerie d'Edmonton ainsi que d’autres stations.  En 2013, les émissions totales pour cette source étaient de 51 304 tonnes d'équivalent CO2. Auparavant, ces émissions n’étaient pas incluses dans une unité commerciale, mais elles étaient incluses dans les données à l’échelle de Suncor.  
 
Pour la raffinerie d'Edmonton, les données sont conformes à la valeur énoncée dans le projet de loi Specified Gas Emitters Regulation (SGER), version 3 à l’exception du fait que les  émissions indirectes totales ont été incluses ici. Pour nos activités au Québec et en Ontario, les données sont conformes aux lignes directrices de ces provinces qui sont alignées sur la Western Climate Initiative. Pour notre raffinerie de Commerce City, les données sont conformes aux directives du Mandatory Reporting Rule de l’EPA, à l’exception des émissions déclarées  dans la section MM.
Les émissions indirectes de portée 2 comprennent les émissions provenant de l'achat de services d'électricité, de vapeur, de chaleur et refroidissement. Les émissions sont calculées au moyen des données fournies par les fournisseurs actuels lorsque cela est possible et au moyen des données publiées si les données du fournisseur ne sont pas disponibles. Auparavant les données associées à l’achat d’hydrogène étaient incluses dans les émissions indirectes de portée 2, mais nous avons cependant été informés que les meilleures pratiques de l’industrie consistaient à inclure ces émissions à titre d’émissions indirectes de portée 3. Par conséquent, nous les avons retirées des émissions indirectes de portée 2 pour les inclure dans la catégorie des émissions indirectes de GES de portée 3.  Le dioxyde de carbone vendu par les installations est déclaré sous les émissions indirectes de portée 3 aux fins de conformité avec les principes réglementaires en Ontario et au Québec. Ces données sont déclarées sous les émissions indirectes de portée 3 dans ce tableau et dans la section principes et programmes supplémentaires du présent rapport.

Gaz à effet de serre (GES) milliers de tonnes d’équivalent dioxyde de carbone (d’éq. CO2)/an   EN16 5 717 5 472 5 323 5 420 5 406
Intensité des émissions de GES tonnes d’éq. CO2/m3 de production   EN16 0,22 0,21 0,20 0,20 0,20
Émissions indirectes de GES (portée 3) milliers de tonnes d’équivalent dioxyde de carbone (d’éq. CO2)/an EN17 314 1 378 1 360 1 473 1 523

Note C :
Les émissions indirectes de GES de portée 3 déclarées ici comprennent les émissions liées à l’hydrogène et au flux de CO2 achetés et vendus à des tiers. En 2013, nous avons été informés que les meilleures pratiques de l’industrie consistaient à présenter les émissions associées à l’hydrogène acheté à titre d’émissions indirectes de portée 3, plutôt qu’à titre d’émissions indirectes de portée 2 car elles ne correspondaient pas à la catégorie d’émissions indirectes de portée 2 qui correspond à l'achat de services d'électricité, de vapeur, de chaleur et refroidissement. C’est pourquoi les données sur les émissions de 2009, 2010, 2011 et 2012 ont été ajustées pour inclure les émissions liées à l’hydrogène acheté à titre d’émissions indirectes de portée 3 et retirées de la catégorie des émissions indirectes de portée 2.

Dioxyde de soufre (SO2) milliers de tonnes/an EN20 10,26 7,20 8,75 5,77 6,13

Note D :
En 2012, les données et les processus utilisés dans le cadre de la méthode de calcul des émissions de SO2 ont été grandement améliorés afin d'accroître la compréhension des conditions des sites dans le cas d'installations données. Si la méthode actuelle avait été appliquée aux données de 2011 sur les émissions de SO2 dans le secteur R et C, en utilisant les compositions de 2012, le résultat de 2011 aurait été d'environ 5 % plus élevé.

Intensité des émissions de SO2 kilogrammes (kg)/m3 de production   EN20 0,40 0,27 0,33 0,21 0,23
Oxydes d'azote (NOx) milliers de tonnes/an   EN20 5,21 4,31 4,41 4,53 4,55
Intensité des émissions de NOx kg/m3 de production   EN20 0,20 0,16 0,17 0,17 0,17
Composés organiques volatils (COV) milliers de tonnes/an   EN20 6,35 4,50 4,36 4,25 4,68
  • Benzène
tonnes   EN20 50,32 37,49 48,14 46,37 46,48
  • Toluène
tonnes   EN20 119,52 121,09 125,93 123,86 115,85
  • Éthylbenzène
tonnes   EN20 13,79 11,40 11,19 10,51 10,16
  • Xylène
tonnes   EN20 81,77 69,72 64,57 62,27 58,91
Intensité des émissions de COV kg/m3 de production   EN20 0,25 0,17 0,17 0,16 0,17
Rejets sur le site Toxics Release Inventory (TRI) tonnes   EN20 46 38 56 66,90 38,45
Rejets sur le site Inventaire national des rejets de polluants (INRP) milliers de tonnes EN20 28,99 21,91 23,41 20,01 20,84

Note E :
Les données comprennent les émissions des terminaux.

Gaz brûlé à la torche millions de m3/an   OG6 168,9 136,2 109,0 71,90 100,7
Intensité de gaz brûlé à la torche m3/m3 de production   OG6 6,57 5,19 4,14 2,64 3,72
Consommation d'énergie                
Consommation d'énergie totale millions de gigajoules EN3/4 86,78 83,25 84,24 83,23 84,37

Note F :
L’énergie totale est la somme de l’énergie directe et indirecte. Les données comprennent les émissions des terminaux et des pipelines.

  • Consommation d'énergie directe
millions de gigajoules EN3 71,7 71,7 72,9 71,5 72,5

Note G :
L'énergie directe est principalement l'énergie consommée sur le site aux installations exploitées par Suncor. La consommation d'énergie comprend le brûlage à la torche de gaz combustible à la raffinerie, le gaz naturel acheté et d’autres carburants produits à l'interne. L'énergie indirecte inclut les services d'électricité, de vapeur, de chauffage, de refroidissement et l’hydrogène acheté.

  • Consommation d'énergie indirecte
millions de gigajoules EN4 15,12 11,54 11,34 11,71 11,83

Note G :
L'énergie directe est principalement l'énergie consommée sur le site aux installations exploitées par Suncor. La consommation d'énergie comprend le brûlage à la torche de gaz combustible à la raffinerie, le gaz naturel acheté et d’autres carburants produits à l'interne. L'énergie indirecte inclut les services d'électricité, de vapeur, de chauffage, de refroidissement et l’hydrogène acheté.

Intensité énergétique gigajoules/m3 de production   EN3/4 3,38 3,34 3,2 3,1 3,1
Importations d'électricité millions de gigajoules   EN3/4 8,95 10,24 5,96 6,08 6,25
Intensité d'importation d'électricité gigajoules/m3 de production   EN3/4 0,35 0,41 0,23 0,22 0,23
Importations de vapeur millions de gigajoules   EN4 6,22 5,80 5,38 5,63 5,59
Intensité d'importation de vapeur gigajoules/m3 de production   EN4 0,23 0,23 0,20 0,21 0,21
Économies d'énergie dues à la conservation et à l'amélioration de l'efficacité énergétique milliers de gigajoules   EN5 -- 674,20 874,53 1 387,18 515,45
Consommation d'eau                
Prélèvement d'eau total millions de m3   EN8 77,20 69,65 79,95 82,33 77,83
  • Prélèvement d'eau (de surface)
millions de m3 EN8 73,0 64,6 68,63 70,00 64,72

Note H :
Eaux de surface :
• Sarnia : prélèvement estimatif de la rivière St. Clair
• Edmonton : rivière Saskatchewan Nord
• Montréal : Depuis 2010, le prélèvement du fleuve St-Laurent est mesuré. En 2009, le prélèvement estimatif du fleuve Saint-Laurent extrapolé à partir des données de prélèvement mesurées au quatrième trimestre de 2009
• Mississauga : prélèvement estimatif du lac Ontario

  • Prélèvement d'eau (souterraine)
millions de m3   EN8 0,21 0,69 0,50 0,60 0,60
  • Prélèvement d'eau (municipalité/ville/district)
millions de m3 EN8 2,88 2,71 2,91 3,07 2,95

Note I :
Achat d'eau d'aqueduc pour usage domestique, à l'exception de Commerce City où l'eau est utilisée pour usage domestique et les procédés.

  • Prélèvement d'eau (usée traitée provenant d'organismes externes)
millions de m3 EN8 1,11 1,65 1,79 2,70 1,54

Note J :
Edmonton : eaux usées de l'usine d'épuration municipale Goldbar.

  • Prélèvement d'eau (eaux usées industrielles)
millions de m3 EN8 -- -- 6,12 5,95 8,02

Note K :
En 2011, une nouvelle méthodologie a été mise en place pour capter les eaux usées industrielles à titre de prélèvement d'eau. Ce volume est inclus à titre d'eau retournée ou consommée, le cas échéant, à chaque installation.

Intensité du prélèvement d'eau total m3/m3 de production   EN8 3,00 2,65 3,04 3,03 2,87
Eau retournée millions de m3   EN21 61,64 63,85 68,20 65,46 61,39
Consommation d'eau millions de m3   15,56 5,95 11,75 16,87 16,44

Note K :
En 2011, une nouvelle méthodologie a été mise en place pour capter les eaux usées industrielles à titre de prélèvement d'eau. Ce volume est inclus à titre d'eau retournée ou consommée, le cas échéant, à chaque installation.

Intensité de la consommation d'eau m3/m3 de production   0,61 0,24 0,45 0,62 0,61

Note K :
En 2011, une nouvelle méthodologie a été mise en place pour capter les eaux usées industrielles à titre de prélèvement d'eau. Ce volume est inclus à titre d'eau retournée ou consommée, le cas échéant, à chaque installation.

Qualité de l'eau rejetée                
  • Quantité totale de sédiments en suspension
tonnes   EN21 155,40 160,66 153,78 360,24 116,47
  • Huile et graisse
tonnes   EN21 83,46 21,42 18,53 24,52 16,81
  • Phénol
tonnes   EN21 0,34 0,19 0,09 0,08 0,25
  • Ammoniac
tonnes   EN21 35,56 21,11 9,44 14,47 6,56
Gestion des déchets              

Note L :
Depuis 2011, afin de mieux s'aligner aux normes de déclaration de la GRI, Suncor a ajouté des indicateurs pour lesquels elle recueille et déclare des données dans la catégorie Gestion des déchets. Le volume de matières dangereuses varie d'une année à l'autre en raison de l'entretien périodique du matériel, notamment :
• le remplacement du catalyseur des réacteurs et des réservoirs de traitement des eaux usées
• le nettoyage des lagons
• les arrêts des activités
• les programmes de recyclage des installations

Déchets dangereux produits milliers de tonnes   EN22 15,6 22,7 19,9 1 317,07 1 239,30
  • Déchets dangereux incinérés
tonnes   EN22 -- -- 2 235,0 1 977,62 1 245,08
  • Déchets dangereux rejetés en puits profond
tonnes EN22 -- -- 1 082,1 1 302 958,00 1 231 221,23

Note M :
L'injection de déchets dangereux en puits profond dépend du volume, ce qui a une incidence sur la consommation d'eau.

  • Déchets dangereux enfouis
tonnes   EN22 -- -- 15 296,1 7 205,94 1 907,53
  • Déchets dangereux autrement évacués
tonnes   EN22 -- -- 1 303,2 4 932,98 4 925,45
Déchets non dangereux produits milliers de tonnes   EN22 20,8 50,6 60,0 84,7 44,7
  • Déchets non dangereux incinérés
tonnes   EN22 -- -- 223,0 145,05 158,10
  • Déchets non dangereux rejetés en puits profond
tonnes EN22 -- -- 0,0 460,98 2 496,24

Note N :
Depuis 2012, l'expérimentation d'envoi d'eau de fond à une installation externe de traitement d'eaux usées a nécessité l'injection d'eau de fond non compatible.

  • Déchets non dangereux enfouis
tonnes   EN22 -- -- 41 968,7 39 475,28 16 672,11
  • Déchets non dangereux autrement évacués
tonnes EN22 -- -- 17 827,6 18 173,55 25 407,47

Note O :
Des changements, apportés à la stratégie de gestion de l’eau en 2012, ont permis de créer un flux de déchets qui n'avait pas auparavant fait l'objet d'une gestion active. Ces changements, en place pour l’ensemble de l’année 2013, ont contribué à l’obtention d’une valeur accrue pour ce paramètre de mesure par rapport à l’année précédente.

Déchets réutilisés/recyclés/récupérés hors du site milliers de tonnes   EN22 66,5 145,1 86,0 69,16 55,23
Déchets réutilisés/recyclés/récupérés sur place milliers de tonnes   EN22 953,5 1 048,1 40,4 21,48 9,49
Produits et services                
Essence à l'éthanol milliers de m3 EN26 412,7 521,3 927,9 979,0 828,0

Note P :
Les raffineries mélangeant l'éthanol à l'essence sont celles de Sarnia, de Montréal, de Commerce City et d'Edmonton. Edmonton a commencé à ajouter de l'éthanol à l'essence en avril 2011.

Teneur en soufre de l'essence parties par million (ppm)   18,9 18,5 24,9 25,8 25,3

Note Q :
Le volume est la moyenne annuelle des raffineries de Sarnia, Commerce City, Montréal et Edmonton. Antérieurement, il s'agissait d'une moyenne pondérée.

Conformité                
Infractions à la réglementation   EN28 59 28 32 18 23

Note R :
Il y a infraction à un règlement lorsqu'un incident environnemental enfreint une limite réglementaire (seuil prescrit par la loi, approbation ou permis émis par un organisme de réglementation) ou une exigence (d'une loi, d'un règlement, d'une licence, d'une norme, d'une approbation, d'une directive et (ou) d'un permis applicable aux activités de Suncor et qui doit faire l'objet d'une déclaration réglementaire officielle.

Dépassements des limites de qualité de l'air     EN28 48 41 74 81 43
Dépassement des limites de pollution de l'eau par les effluents     EN28 11 2 0 0 0
Nombre total des déversements à déclarer     EN23 67 55 91 99 103
Volume total des déversements à déclarer m3   EN23 134 791 1 217 71,78 2 082,02
Fuites de systèmes de stockage souterrains     EN23 0 0 1 0 0
Amendes milliers $ CA EN28 625 810 245 2 473 130

Note S :
1 956 194,45 $ à titre de règlement pour le dossier no 2011-049; 249 404,73 $ à titre de règlement pour le dossier no 2011-034; et 148 637,42 $ à titre de règlement pour le dossier no 2012-087. 1 361 329,65 $ de ce total a été payé dans le cadre de projets environnementaux additionnels.

Gestion environnement, santé et prévention (ESP)                
Professionnels ESP employés     EN30 80 59 81 85 92
Dépenses en capital environnementales millions $ CA   EN30 30,6 37,3 56,1 59,24 68,45
Raffinage et commercialisation - notes, environnement
A Au niveau du secteur, la production nette est déclarée lorsque les mouvements entre usines ont été identifiés et retirés de la production totale de l'installation. La valeur est calculée en ajoutant les volumes de production du secteur Raffinage et commercialisation (R et C), qui comprennent la production commercialisable, y compris les carburants et coproduits, moins le transfert intra-entreprise entre les installations.
B Les émissions de gaz à effet de serre sont calculées au moyen d’une méthodologie propre à chaque installation qui utilise diverses méthodologies de référence qui ont été acceptées par les autorités compétentes auprès desquelles chaque installation est tenue de déclarer ses émissions de GES. Dans le cas où une autorité compétente dispose d’une méthodologie donnée, cette méthodologie a été suivie et s’il n’en existe pas, les méthodes les plus appropriées et les plus précises disponibles sont utilisées pour quantifier chaque source d’émission. Les émissions du secteur R et C comprennent les émissions liées au pipeline reliant les Sables pétrolifères à la raffinerie d'Edmonton ainsi que d’autres stations.  En 2013, les émissions totales pour cette source étaient de 51 304 tonnes d'équivalent CO2. Auparavant, ces émissions n’étaient pas incluses dans une unité commerciale, mais elles étaient incluses dans les données à l’échelle de Suncor.  
 
Pour la raffinerie d'Edmonton, les données sont conformes à la valeur énoncée dans le projet de loi Specified Gas Emitters Regulation (SGER), version 3 à l’exception du fait que les  émissions indirectes totales ont été incluses ici. Pour nos activités au Québec et en Ontario, les données sont conformes aux lignes directrices de ces provinces qui sont alignées sur la Western Climate Initiative. Pour notre raffinerie de Commerce City, les données sont conformes aux directives du Mandatory Reporting Rule de l’EPA, à l’exception des émissions déclarées  dans la section MM.
Les émissions indirectes de portée 2 comprennent les émissions provenant de l'achat de services d'électricité, de vapeur, de chaleur et refroidissement. Les émissions sont calculées au moyen des données fournies par les fournisseurs actuels lorsque cela est possible et au moyen des données publiées si les données du fournisseur ne sont pas disponibles. Auparavant les données associées à l’achat d’hydrogène étaient incluses dans les émissions indirectes de portée 2, mais nous avons cependant été informés que les meilleures pratiques de l’industrie consistaient à inclure ces émissions à titre d’émissions indirectes de portée 3. Par conséquent, nous les avons retirées des émissions indirectes de portée 2 pour les inclure dans la catégorie des émissions indirectes de GES de portée 3.  Le dioxyde de carbone vendu par les installations est déclaré sous les émissions indirectes de portée 3 aux fins de conformité avec les principes réglementaires en Ontario et au Québec. Ces données sont déclarées sous les émissions indirectes de portée 3 dans ce tableau et dans la section principes et programmes supplémentaires du présent rapport.
C

Les émissions indirectes de GES de portée 3 déclarées ici comprennent les émissions liées à l’hydrogène et au flux de CO2 achetés et vendus à des tiers. En 2013, nous avons été informés que les meilleures pratiques de l’industrie consistaient à présenter les émissions associées à l’hydrogène acheté à titre d’émissions indirectes de portée 3, plutôt qu’à titre d’émissions indirectes de portée 2 car elles ne correspondaient pas à la catégorie d’émissions indirectes de portée 2 qui correspond à l'achat de services d'électricité, de vapeur, de chaleur et refroidissement. C’est pourquoi les données sur les émissions de 2009, 2010, 2011 et 2012 ont été ajustées pour inclure les émissions liées à l’hydrogène acheté à titre d’émissions indirectes de portée 3 et retirées de la catégorie des émissions indirectes de portée 2.

D

En 2012, les données et les processus utilisés dans le cadre de la méthode de calcul des émissions de SO2 ont été grandement améliorés afin d'accroître la compréhension des conditions des sites dans le cas d'installations données. Si la méthode actuelle avait été appliquée aux données de 2011 sur les émissions de SO2 dans le secteur R et C, en utilisant les compositions de 2012, le résultat de 2011 aurait été d'environ 5 % plus élevé.

E Les données comprennent les émissions des terminaux.
F L’énergie totale est la somme de l’énergie directe et indirecte. Les données comprennent les émissions des terminaux et des pipelines.
G L'énergie directe est principalement l'énergie consommée sur le site aux installations exploitées par Suncor. La consommation d'énergie comprend le brûlage à la torche de gaz combustible à la raffinerie, le gaz naturel acheté et d’autres carburants produits à l'interne. L'énergie indirecte inclut les services d'électricité, de vapeur, de chauffage, de refroidissement et l’hydrogène acheté.
H

Eaux de surface :
• Sarnia : prélèvement estimatif de la rivière St. Clair
• Edmonton : rivière Saskatchewan Nord
• Montréal : Depuis 2010, le prélèvement du fleuve St-Laurent est mesuré. En 2009, le prélèvement estimatif du fleuve Saint-Laurent extrapolé à partir des données de prélèvement mesurées au quatrième trimestre de 2009
• Mississauga : prélèvement estimatif du lac Ontario

I Achat d'eau d'aqueduc pour usage domestique, à l'exception de Commerce City où l'eau est utilisée pour usage domestique et les procédés.
J Edmonton : eaux usées de l'usine d'épuration municipale Goldbar.
K En 2011, une nouvelle méthodologie a été mise en place pour capter les eaux usées industrielles à titre de prélèvement d'eau. Ce volume est inclus à titre d'eau retournée ou consommée, le cas échéant, à chaque installation.
L

Depuis 2011, afin de mieux s'aligner aux normes de déclaration de la GRI, Suncor a ajouté des indicateurs pour lesquels elle recueille et déclare des données dans la catégorie Gestion des déchets. Le volume de matières dangereuses varie d'une année à l'autre en raison de l'entretien périodique du matériel, notamment :
• le remplacement du catalyseur des réacteurs et des réservoirs de traitement des eaux usées
• le nettoyage des lagons
• les arrêts des activités
• les programmes de recyclage des installations

M L'injection de déchets dangereux en puits profond dépend du volume, ce qui a une incidence sur la consommation d'eau.
N Depuis 2012, l'expérimentation d'envoi d'eau de fond à une installation externe de traitement d'eaux usées a nécessité l'injection d'eau de fond non compatible.
O Des changements, apportés à la stratégie de gestion de l’eau en 2012, ont permis de créer un flux de déchets qui n'avait pas auparavant fait l'objet d'une gestion active. Ces changements, en place pour l’ensemble de l’année 2013, ont contribué à l’obtention d’une valeur accrue pour ce paramètre de mesure par rapport à l’année précédente.
P Les raffineries mélangeant l'éthanol à l'essence sont celles de Sarnia, de Montréal, de Commerce City et d'Edmonton. Edmonton a commencé à ajouter de l'éthanol à l'essence en avril 2011.
Q Le volume est la moyenne annuelle des raffineries de Sarnia, Commerce City, Montréal et Edmonton. Antérieurement, il s'agissait d'une moyenne pondérée.
R Il y a infraction à un règlement lorsqu'un incident environnemental enfreint une limite réglementaire (seuil prescrit par la loi, approbation ou permis émis par un organisme de réglementation) ou une exigence (d'une loi, d'un règlement, d'une licence, d'une norme, d'une approbation, d'une directive et (ou) d'un permis applicable aux activités de Suncor et qui doit faire l'objet d'une déclaration réglementaire officielle.
S 1 956 194,45 $ à titre de règlement pour le dossier no 2011-049; 249 404,73 $ à titre de règlement pour le dossier no 2011-034; et 148 637,42 $ à titre de règlement pour le dossier no 2012-087. 1 361 329,65 $ de ce total a été payé dans le cadre de projets environnementaux additionnels.

Économie

Le symbole A () indique les données vérifiées par un tiers. Voir la liste complète des données révisées pour confirmer les indicateurs de rendement qui ont été révisés. Dans la colonne « Note », cliquez sur la flèche vers le bas pour afficher les notes.

télécharger xls

Indicateur Unité Note Indicateur GRI 2009 2010 2011 2012 2013
Production                
Ventes de produits raffinés milliers de m3 de produits raffinés/jour OG1 54,9 87,3* 83,1 85,6 86,3

Note T :

Les ventes de produits raffinés se composent de la production des raffineries ainsi que des produits achetés pour la revente. Tous les chiffres sont déclarés dans les rapports annuels de Suncor.

Les données pour 2009 sont présentées conformément aux PCGR antérieurs. Toutes les valeurs sont conformes aux rapports annuels de Suncor.

Finances              

Note U :
Pour obtenir tous les chiffres et des renseignements complémentaires, consultez notre Rapport annuel 2013.

Bénéfice net millions $   EC1 407 819* 1 726 2 137** 2 022
Flux de trésorerie d'exploitation millions $   EC1 921 1 538* 2 574 3 138** 2 618
Crédits d'impôts et de redevances millions $     1,2 1,3 1,6 4,7 1,9
Investissements                
Dépenses en capital et charges d'exploration millions $   EC1 380 667 633 644** 890
Achats              

Note V :
Les achats en 2010 représentent la première comparaison sur douze mois depuis la fusion de Petro-Canada et Suncor en 2009.

Biens et services millions $     1 914 1 900 1 790 1 715 2 309
Achats de biens et services millions $   EC6          
  • Au Canada
      1 608 1 533 1 355 1 302 1 845
  • Localement
    1 536 1 464 1 178 1 354 1 821

Note W :
Par local, on entend les dépenses réalisées auprès d'entreprises et de fournisseurs établis en Ontario, au Québec, en Alberta et au Colorado. Les données de 2009 à 2012 comprennent toutes les dépenses locales réalisées dans le cadre des activités du secteur Raffinage et commercialisation de Suncor.

Raffinage et commercialisation - Notes, économie
* Les données pour 2009 sont présentées conformément aux PCGR antérieurs. Toutes les valeurs sont conformes aux rapports annuels de Suncor.    
** Les données ont été modifiées pour refléter l’impact de la mise à jour des IFRS (IFRS 11 et IAS 19).
T

Les ventes de produits raffinés se composent de la production des raffineries ainsi que des produits achetés pour la revente. Tous les chiffres sont déclarés dans les rapports annuels de Suncor.

Les données pour 2009 sont présentées conformément aux PCGR antérieurs. Toutes les valeurs sont conformes aux rapports annuels de Suncor.
U Pour obtenir tous les chiffres et des renseignements complémentaires, consultez notre Rapport annuel 2013.
V Les achats en 2010 représentent la première comparaison sur douze mois depuis la fusion de Petro-Canada et Suncor en 2009.
W Par local, on entend les dépenses réalisées auprès d'entreprises et de fournisseurs établis en Ontario, au Québec, en Alberta et au Colorado. Les données de 2009 à 2012 comprennent toutes les dépenses locales réalisées dans le cadre des activités du secteur Raffinage et commercialisation de Suncor.

Société

Raffinage et commercialisation - Notes, société
X Nos établissements américains suivent les définitions de l'Occupational Health and Safety Administration (OSHA) pour classer les blessures, lesquelles diffèrent quelque peu des normes canadiennes. Dans l'ensemble, le classement de l'OSHA est plus rigoureux que son équivalent canadien actuel.
Y Une blessure entraînant un arrêt de travail est une blessure qui nécessite la consultation d'un médecin et entraîne l'absence de l'employé le prochain jour de travail prévu à son horaire ou n'importe quel jour subséquent. La fréquence des blessures entraînant un arrêt de travail se définit comme le nombre de ces blessures par tranche de 200 000 heures travaillées.
Z Les blessures consignées sont la somme des blessures entraînant un arrêt de travail et des blessures nécessitant des soins. Une blessure nécessitant des soins n'entraîne pas l'absence de l'employé de son poste. La fréquence des blessures consignées est la somme des blessures entraînant un arrêt de travail et des blessures nécessitant des soins par tranche de 200 000 heures travaillées.
AA

Pour l'année 2013, nous avons utilisé le salaire minimum de 10,25 $ l'heure pour l'Ontario pour la comparaison du salaire de base à temps plein le plus bas observé en Ontario.

Les données antérieures des États-Unis comparent le salaire de base le plus bas des employés à temps pleins au salaire minimum du Colorado.

BB Total des dépenses en formation et de perfectionnement du secteur Raffinage et commercialisation - Canada et États-Unis. Les données de 2009 ne comprennent pas les chiffres pour Petro-Canada en raison de différences dans les systèmes de déclaration pour ces données.
CC Tout employé permanent à temps plein ou à temps partiel embauché à l'extérieur et dont la date de début de permanence tombe dans la période de déclaration. Aucune donnée antérieure à 2012, comme il s'agissait de la première année d'application du nouvel indicateur de la GRI 3.1.
DD Le programme d'aide aux employés et à leur famille (PAEF) pour le secteur Raffinage et commercialisation - É-U. est offert par CIGNA, fournisseur depuis le 1er janvier 2010. Le Life Works, offert par Ceridian, était le fournisseur jusqu'en décembre 2009.
EE Employé se définit comme tout employé permanent à temps plein ou partiel, étudiants, employés occasionnels ou temporaires. À l'exception de l'invalidité prolongée, les employés en congé de maternité ou de paternité, en congé personnel, ou absents pour cause d'invalidité à court terme sont considérés actifs et sont inclus.
FF Les données des années antérieures pour la catégorie des entrepreneurs à long terme des États-Unis comprennent les entrepreneurs de la raffinerie, convertis en équivalents temps plein du bureau de Denver.
GG Depuis 2010, ce nombre est déclaré pour l'ensemble de Suncor et la ventilation n'est pas disponible.